8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Что такое райбирование скважины


РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах

На главную | База 1 | База 2 | База 3
Поиск по реквизитамПоиск по номеру документаПоиск по названию документаПоиск по тексту документа
Искать все виды документовДокументы неопределённого видаISOАвиационные правилаАльбомАпелляционное определениеАТКАТК-РЭАТПЭАТРВИВМРВМУВНВНиРВНКРВНМДВНПВНПБВНТМ/МЧМ СССРВНТПВНТП/МПСВНЭВОМВПНРМВППБВРДВРДСВременное положениеВременное руководствоВременные методические рекомендацииВременные нормативыВременные рекомендацииВременные указанияВременный порядокВрТЕРВрТЕРрВрТЭСНВрТЭСНрВСНВСН АСВСН ВКВСН-АПКВСПВСТПВТУВТУ МММПВТУ НКММПВУП СНЭВУППВУТПВыпускГКИНПГКИНП (ОНТА)ГНГОСТГОСТ CEN/TRГОСТ CISPRГОСТ ENГОСТ EN ISOГОСТ EN/TSГОСТ IECГОСТ IEC/PASГОСТ IEC/TRГОСТ IEC/TSГОСТ ISOГОСТ ISO GuideГОСТ ISO/DISГОСТ ISO/HL7ГОСТ ISO/IECГОСТ ISO/IEC GuideГОСТ ISO/TRГОСТ ISO/TSГОСТ OIML RГОСТ ЕНГОСТ ИСОГОСТ ИСО/МЭКГОСТ ИСО/ТОГОСТ ИСО/ТСГОСТ МЭКГОСТ РГОСТ Р ЕНГОСТ Р ЕН ИСОГОСТ Р ИСОГОСТ Р ИСО/HL7ГОСТ Р ИСО/АСТМГОСТ Р ИСО/МЭКГОСТ Р ИСО/МЭК МФСГОСТ Р ИСО/МЭК ТОГОСТ Р ИСО/ТОГОСТ Р ИСО/ТСГОСТ Р ИСО/ТУГОСТ Р МЭКГОСТ Р МЭК/ТОГОСТ Р МЭК/ТСГОСТ ЭД1ГСНГСНрГСССДГЭСНГЭСНмГЭСНмрГЭСНмтГЭСНпГЭСНПиТЕРГЭСНПиТЕРрГЭСНрГЭСНсДИДиОРДирективное письмоДоговорДополнение к ВСНДополнение к РНиПДСЕКЕНВиРЕНВиР-ПЕНиРЕСДЗемЕТКСЖНМЗаключениеЗаконЗаконопроектЗональный типовой проектИИБТВИДИКИМИНИнструктивное письмоИнструкцияИнструкция НСАМИнформационно-методическое письмоИнформационно-технический сборникИнформационное письмоИнформацияИОТИРИСОИСО/TRИТНИТОсИТПИТСИЭСНИЭСНиЕР Республика КарелияККарта трудового процессаКарта-нарядКаталогКаталог-справочникККТКОКодексКОТКПОКСИКТКТПММ-МВИМВИМВНМВРМГСНМДМДКМДСМеждународные стандартыМетодикаМетодика НСАММетодические рекомендацииМетодические рекомендации к СПМетодические указанияМетодический документМетодическое пособиеМетодическое руководствоМИМИ БГЕИМИ УЯВИМИГКМММНМОДНМонтажные чертежиМос МУМосМРМосСанПинМППБМРМРДСМРОМРРМРТУМСанПиНМСНМСПМТМУМУ ОТ РММУКМЭКННАС ГАНБ ЖТНВННГЭАНДНДПНиТУНКНормыНормы времениНПНПБНПРМНРНРБНСПНТПНТП АПКНТП ЭППНТПДНТПСНТСНЦКРНЦСОДМОДНОЕРЖОЕРЖкрОЕРЖмОЕРЖмрОЕРЖпОЕРЖрОКОМТРМОНОНДОНКОНТПОПВОПКП АЭСОПНРМСОРДОСГиСППиНОСНОСН-АПКОСПОССПЖОССЦЖОСТОСТ 1ОСТ 2ОСТ 34ОСТ 4ОСТ 5ОСТ ВКСОСТ КЗ СНКОСТ НКЗагОСТ НКЛесОСТ НКМОСТ НКММПОСТ НКППОСТ НКПП и НКВТОСТ НКСМОСТ НКТПОСТ5ОСТНОСЭМЖОТРОТТПП ССФЖТПБПБПРВПБЭ НППБЯПВ НППВКМПВСРПГВУПереченьПиН АЭПисьмоПМГПНАЭПНД ФПНД Ф СБПНД Ф ТПНСТПОПоложениеПорядокПособиеПособие в развитие СНиППособие к ВНТППособие к ВСНПособие к МГСНПособие к МРПособие к РДПособие к РТМПособие к СНПособие к СНиППособие к СППособие к СТОПособие по применению СППостановлениеПОТ РПОЭСНрППБППБ-АСППБ-СППБВППБОППРПРПР РСКПР СМНПравилаПрактическое пособие к СППРБ АСПрейскурантПриказПротоколПСРр Калининградской областиПТБПТЭПУГПУЭПЦСНПЭУРР ГазпромР НОПРИЗР НОСТРОЙР НОСТРОЙ/НОПР РСКР СМНР-НП СРО ССКРазъяснениеРаспоряжениеРАФРБРГРДРД БГЕИРД БТРД ГМРД НИИКраностроенияРД РОСЭКРД РСКРД РТМРД СМАРД СМНРД ЭОРД-АПКРДИРДМРДМУРДПРДСРДТПРегламентРекомендацииРекомендацияРешениеРешение коллегииРКРМРМГРМДРМКРНДРНиПРПРРТОП ТЭРС ГАРСНРСТ РСФСРРСТ РСФСР ЭД1РТРТМРТПРУРуководствоРУЭСТОП ГАРЭГА РФРЭСНрСАСанитарные нормыСанитарные правилаСанПиНСборникСборник НТД к СНиПСборники ПВРСборники РСН МОСборники РСН ПНРСборники РСН ССРСборники ценСБЦПСДАСДАЭСДОССерияСЗКСНСН-РФСНиПСНиРСНККСНОРСНПСОСоглашениеСПСП АССП АЭССправочникСправочное пособие к ВСНСправочное пособие к СНиПСправочное пособие к СПСправочное пособие к ТЕРСправочное пособие к ТЕРрСРПССНССЦСТ ССФЖТСТ СЭВСТ ЦКБАСТ-НП СРОСТАСТКСТМСТНСТН ЦЭСТОСТО 030 НОСТРОЙСТО АСЧМСТО БДПСТО ВНИИСТСТО ГазпромСТО Газпром РДСТО ГГИСТО ГУ ГГИСТО ДД ХМАОСТО ДОКТОР БЕТОНСТО МАДИСТО МВИСТО МИСТО НААГСТО НАКССТО НКССТО НОПСТО НОСТРОЙСТО НОСТРОЙ/НОПСТО РЖДСТО РосГеоСТО РОСТЕХЭКСПЕРТИЗАСТО САСТО СМКСТО ФЦССТО ЦКТИСТО-ГК "Трансстрой"СТО-НСОПБСТПСТП ВНИИГСТП НИИЭССтП РМПСУПСССУРСУСНСЦНПРТВТЕТелеграммаТелетайпограммаТематическая подборкаТЕРТЕР Алтайский крайТЕР Белгородская областьТЕР Калининградской областиТЕР Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕР Краснодарского краяТЕР Мурманская областьТЕР Новосибирской областиТЕР Орловской областиТЕР Республика ДагестанТЕР Республика КарелияТЕР Ростовской областиТЕР Самарской областиТЕР Смоленской обл.ТЕР Ямало-Ненецкий автономный округТЕР Ярославской областиТЕРмТЕРм Алтайский крайТЕРм Белгородская областьТЕРм Воронежской областиТЕРм Калининградской областиТЕРм Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРм Мурманская областьТЕРм Республика ДагестанТЕРм Республика КарелияТЕРм Ямало-Ненецкий автономный округТЕРмрТЕРмр Алтайский крайТЕРмр Белгородская областьТЕРмр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРмр Краснодарского краяТЕРмр Республика ДагестанТЕРмр Республика КарелияТЕРмр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРпТЕРп Алтайский крайТЕРп Белгородская областьТЕРп Калининградской областиТЕРп Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРп Краснодарского краяТЕРп Республика КарелияТЕРп Ямало-Ненецкий автономный округТЕРп Ярославской областиТЕРрТЕРр Алтайский крайТЕРр Белгородская областьТЕРр Калининградской областиТЕРр Карачаево-Черкесская РеспубликаТЕРр Краснодарского краяТЕРр Новосибирской областиТЕРр Омской областиТЕРр Орловской областиТЕРр Республика ДагестанТЕРр Республика КарелияТЕРр Ростовской областиТЕРр Рязанской областиТЕРр Самарской областиТЕРр Смоленской областиТЕРр Удмуртской РеспубликиТЕРр Ульяновской областиТЕРр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРррТЕРрр Ямало-Ненецкий автономный округТЕРс Ямало-Ненецкий автономный округТЕРтр Ямало-Ненецкий автономный округТехнический каталогТехнический регламентТехнический регламент Таможенного союзаТехнический циркулярТехнологическая инструкцияТехнологическая картаТехнологические картыТехнологический регламентТИТИ РТИ РОТиповая инструкцияТиповая технологическая инструкцияТиповое положениеТиповой проектТиповые конструкцииТиповые материалы для проектированияТиповые проектные решенияТКТКБЯТМД Санкт-ПетербургТНПБТОИТОИ-РДТПТПРТРТР АВОКТР ЕАЭСТР ТСТРДТСНТСН МУТСН ПМСТСН РКТСН ЭКТСН ЭОТСНэ и ТЕРэТССЦТССЦ Алтайский крайТССЦ Белгородская областьТССЦ Воронежской областиТССЦ Карачаево-Черкесская РеспубликаТССЦ Ямало-Ненецкий автономный округТССЦпгТССЦпг Белгородская областьТСЦТСЦ Белгородская областьТСЦ Краснодарского краяТСЦ Орловской областиТСЦ Республика ДагестанТСЦ Республика КарелияТСЦ Ростовской областиТСЦ Ульяновской областиТСЦмТСЦО Ямало-Ненецкий автономный округТСЦп Калининградской областиТСЦПГ Ямало-Ненецкий автономный округТСЦэ Калининградской областиТСЭМТСЭМ Алтайский крайТСЭМ Белгородская областьТСЭМ Карачаево-Черкесская РеспубликаТСЭМ Ямало-Ненецкий автономный округТТТТКТТПТУТУ-газТУКТЭСНиЕР Воронежской областиТЭСНиЕРм Воронежской областиТЭСНиЕРрТЭСНиТЕРэУУ-СТУказУказаниеУказанияУКНУНУОУРврУРкрУРррУРСНУСНУТП БГЕИФАПФедеральный законФедеральный стандарт оценкиФЕРФЕРмФЕРмрФЕРпФЕРрФормаФорма ИГАСНФРФСНФССЦФССЦпгФСЭМФТС ЖТЦВЦенникЦИРВЦиркулярЦПИШифрЭксплуатационный циркулярЭРД
Показать все найденныеПоказать действующиеПоказать частично действующиеПоказать не действующиеПоказать проектыПоказать документы с неизвестным статусом
Упорядочить по номеру документаУпорядочить по дате введения

files.stroyinf.ru

Фрезеры и райберы - Техническая библиотека Neftegaz.RU

При ликвидации аварий в скважинах значительный объем работ занимает фрезерование аварийных металлических предметов и разбуривание цемента. Фрезерование - наиболее распространенный и повсеместно применяемый в практике восстановления аварийных скважин способ, основанный на резании металлов с помощью различных устройств.
Забойный истирающий фрезер ФЗ предназначен для фрезерования металлических предметов и цемента в закрепленных и незакрепленных обсадной колонной эксплуатационных и бурящихся скважинах диаметром от 90 до 480мм. Отличается он более высокими показателями фрезерования по металлу (до 20 м). выполнен в термоизносостойком исполнении. Высота армированного слоя режущей части составляет 25-30мм.
Фрезер ФЗ-1 состоит из цилиндрического корпуса, нижний конец которого армирован композиционным материалом, а верхний снабжен замковой резьбой для свинчивания с колонной СБТ. В армированном слое предусмотрены промывочные каналы, по которым промывочная жидкость поступает непосредственно в зону резания.
Фрезер забойный ФЗЭ предназначен для фрезерования аварийных легкосплавных металлических предметов и очистке ствола скважины. На режущем его торце предусмотрены зубья и отверстия для подачи промывочной жидкости в зону фрезерования, в верхней части - замковая резьба для присоединения фрезера к бурильной колонне.
Фрезер истирающе-режущий кольцевой ФК, предназначенный для фрезерования прихваченных бурильных и НКТ в закрепленных обсадной колонной скважинах. Состоит из корпуса, резьбовой головки и режущей кромки. На внутренней поверхности корпуса этих фрезеров нарезаны винтовые пазы, пересекающие вертикальные каналы, расположенные в теле. Направление пазов противоположно вращению фрезера.
Фрезеры-ловители магнитные ФМ предназначены для ликвидаций аварий путем фрезерования и извлечения мелких металлических предметов. Фрезер спускают в скважину и не доходя до забоя на 5 - 6 метров начинают промывку с одновременным вращением колонны бурильных труб, а затем медленно доводят до забоя, фрезеруют и накрывают аварийный объект. Затем, прекратив промывку, поднимают инструмент на поверхность. При этом нельзя допускать резких посадок колонны на ротор и резких торможений.
Фрезер забойный комбинированный ФЗК предназначен для кольцевого фрезерования по наружному диаметру и последующего фрезерования по всему сечению незакрепленных предметов в колонне. Состоит из переводника, торцевого и кольцевого фрезеров. Торцевой фрезер имеет промывочные каналы и присоединительную резьбу для хвостовика.
Фрезер истирающе-режущий пилотный ФП предназначен для фрезерования в обсаженной колонне НКТ и бурильных прихваченных труб, пакеров, сплошного дна, муфт, хвостовиков, замков, элементов ЭЦН и т. д. также его применяют для подготовки фрезеруемых объектов к захвату ловильным инструментом.
Фрезер колонный конусный ФКК предназначен для фрезерования поврежденных мест (смятий, сломов) эксплуатационных колонн скважин под шаблон соответствующего размера, а также очистке стенок ствола скважины от цементной корки.
Конусные райбера РК 1 предназначены для фрезерования верхнего поврежденного конца оставшихся в скважине НКТ. На конической поверхности райбера имеются зубья; для прохода промывочной жидкости предназначено сквозное отверстие. Фрезерование поврежденной трубы позволяет спускать внутреннюю труболовку на глубину не менее 0,5 метров. Райберы выпускают с правым и левым направлением резьбы из стали марки 20Х, подвергают термообработке - цементации зубьев с последующей закалкой и отпуском.

neftegaz.ru

Большие резервы малодебитных скважин. Как экономно извлечь их.

П. Б. Гринберг, В. В. Совпель, А. В. Киевский, Е. П. Сморгунер

Решение важнейшей проблемы повышения эффективности разработки новых и особенно доразработки длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений возможно только при широком промышленном использовании искусственных методов управления продуктивностью скважин. Особое внимание при этом заслуживают малодебитные  скважины, количество которых, к сожалению, неуклонно возрастает, а от эффективности работы с таким фондом зависит как общая добыча нефти в стране, так и себестоимость добычи нефти.
П.Б.Гринберг                         В.В.Совпель

Общеизвестно, что после окончания бурения и освоения продуктивность скважин существенно меньше их потенциальных возможностей. Анализ состояния добычи нефти и газоконденсата на многих месторождениях свидетельствует, что одной из основных причин снижения добычи углеводородов является ухудшение коллекторских свойств пород в призабойной зоне в процессе вскрытия пластов и их разработки [1].
Особенностью строения продуктивных пластов является широкое развитие низкопроницаемых коллекторов, содержащих значительные запасы нефти. Многочисленные отечественные и зарубежные исследования и промысловый опыт показывают, что в процессе бурения и освоения скважин ухудшается фильтрационная характеристика призабойной зоны пласта (ПЗП), что обусловлено проникновением в пласт фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости. В зависимости от конкретных условий бурения фильтраты буровых растворов могут проникать в продуктивные пласты на глубину до 3 м, но преимущественно до 1,5 м. При этом попавшая в пласт вода или фильтрат бурового раствора оттесняют нефть из призабойной зоны в глубь пласта, вызывая в этой зоне снижение естественной проницаемости коллектора для нефти до 50% и более.
Несовершенство заканчивания скважин в процессе вскрытия продуктивных пластов бурением и перфорацией, а также несовершенство методов их освоения и эксплуатации часто приводит к заниженным показателям эксплуатации  скважин. Более того, по этим причинам последние нередко бездействуют, хотя их потенциал далеко не исчерпан.
В большинстве случаев при возможности вызова притока жидкости из пласта обычными методами (заменой бурового раствора на воду, нефть, аэрацией столба жидкости в скважине) в связи с напряженностью планируемых объемов добычи нефти скважины пускают в эксплуатацию без проведения мероприятий  по улучшению проницаемости  ПЗП независимо от дебитов, что недопустимо, так как при условии восстановления естественной проницаемости призабойных зон скважин их дебит может быть увеличен на 48-94%. В связи с этим с целью повышения эффективности разработки месторождений необходимо вводить скважины в эксплуатацию после проведения полного технологического комплекса работ по вскрытию и освоению независимо от результатов опробования объекта [2]. Однако зачастую этого не происходит из¬за отсутствия экономически эффективных методов и устройств.
Сочетание методов и устройств, гарантирующих обеспечение надежной гидродинамической связи между скважиной и пластом в процессе освоения и эксплуатации, позволяет решить задачу быстрого, экономичного и качественного ввода объекта в эксплуатацию и поддержание его в течение жизненного цикла.
Для интенсификации притока нефти к скважинам наиболее эффективными считаются методы, которые позволяют создавать в ПЗП искусственные трещины.
В мировой практике нефтегазодобычи широкое применение находит метод гидроразрыва пласта (ГРП), обеспечивающий  создание, развитие и закрепление трещин в продуктивных пластах [1]. Однако необходимо отметить, что метод ГРП при всей своей эффективности является дорогостоящим и трудоемким, так как требует обеспечения мощным нефтепромысловым оборудованием, множеством металлоемких насосных агрегатов и материалов, доставка которых на отдаленные и труднодоступные месторождения весьма проблематична. Кроме того, при проведении ГРП возможно нарушение структуры нефтяного пласта, так как создается зона пониженного давления в пласте, что зачастую приводит к негативным последствиям (прорыв пластовых вод, отток нефти из зон работы соседних скважин). Поэтому мы считаем, что метод ГРП необходимо применять в условиях глубины проникновения фильтратов от 1,5 м и более.  
В этой связи несомненный интерес представляет метод имплозии, локального гидроразрыва пласта в призабойной зоне, как наиболее простой, технологичный, недорогостоящий, доступный и обеспечивающий (при правильно выбранных конструктивных параметрах имплозионных устройств и соответствующей технологии проведения самого процесса) образование трещин в призабойной зоне скважин без закачки в них  закрепляющих материалов. В отличие от ГРП при имплозии обрабатывается только призабойная зона скважины, при этом структура основного нефтяного пласта не нарушается. По данным исследований и нашего опыта, приток нефти в нефтедобывающих скважинах после имплозии может возрасти в несколько раз. Высокая эффективность рассматриваемого метода, применяемого в скважинах с малой проницаемостью пород – коллекторов, объясняется образованием вертикальных трещин, обеспечивающих больший приток жидкости из пласта к забою скважины.   
Как метод интенсификации добычи нефти имплозию впервые применили на месторождениях объединения Коминефть в 1966 г. Однако внедрение метода столк­нулось с рядом проблем, главным из которых было отсутствие имплозионного устройства, способного с высокой степенью надежности производить обработку ПЗП. Генератор многократной имплозии (ГМКИ), разработанный в ПечорНИПИ¬нефти, мог обеспечить не более 10 имплозионно­ударного воздействия на ПЗП за один спуск устройства на колонне НКТ. Нефтяников не устраивала низкая успешность обработки скважин с применением гидрогенераторов давления, которая составляла 57%, что не превышало сложившийся средний уровень этого показателя в отрасли по известным методам воздействия на ПЗП [2].  
Для повышения эффективности методов интенсификации добычи нефти и разработки месторождений, путем очистки призабойной зоны от глинистых частиц, парафино¬смолистых отложений и других загрязнений, расширения естественных и образования новых остаточных трещин в ПЗП, без закачки в них закрепляющих материалов, были необходимы устройства, позволяющие обеспечить обработку скважин путем многократной, регулируемой депрессии без применения пакетирующего оборудования за однократный спуск глубинного оборудования в скважину, предусмотрев при этом создание гарантируемого вакуума в камере гидрогенератора, после доставки последнего в интервал обрабатываемого пласта.
Сущность технологии имплозионного воздействия на ПЗП посредством имплозионного гидрогенератора давления многократного действия заключается в следующем. Проводится райбирование эксплуатационной колонны скважины в интервале зоны перфорирования и промывка скважины с максимальной глубины райбирования до выхода чистого раствора. На устье скважины устанавливается  противофонтанная арматура. ИГГД спускают в скважину на колонне НКТ с таким расчетом, чтобы окна рабочего цилиндра оказались против интервала обрабатываемого пласта. Затем с помощью агрегата А¬50У спускается колонна насосных штанг для соединения автосцепом со штангой плунжера, находящегося в нижней части цилиндра имплозионной камеры. При подъеме агрегатом А¬50У насосных штанг с плунжером со скоростью 1 м/с в цилиндре имплозионной камеры, герметично закрытом снизу  запорным клапаном, создается  разряжение. При выходе плунжера из цилиндра имплозионной камеры в расширенную часть заборного трубопровода скважинная или рабочая жидкость под пластовым давлением из колонны НКТ и из затрубного пространства через отверстия заборного трубопровода с высокой скоростью устремляется в нижнюю часть цилиндра имплозионной камеры к запорному клапану, создавая в призабойной зоне сначала мгновенный импульс депрессии, при этом движение жидкости из пласта в скважину способствует очистке фильтровой части пласта от загрязнений, а затем гидравлический удар с давлением, многократно превышающим горное давление (избыточное давление достигает 70 МПа). В момент возникновения гидравлического удара под давлением потока жидкости запорный клапан отжимается от седла клапанной муфты, раскрывая цилиндр имплозионной камеры, и вместе со штоком перемещается вниз, открывая окна рабочего цилиндра. Ударная волна проникает в рабочую камеру и через окна рабочей камеры в затрубную зону между концентраторами давления и перфорационными отверстиями и далее передается на пласт, обеспечивая образование искусственных и расширение уже имеющихся остаточных трещин в ПЗП, которые вследствие необратимости процессов деформации горных пород полностью не смыкаются под действием горного давления. Основная энергия осевой составляющей гидравлического удара поглощается специальным устройством. После прохождения ударной волны запорный клапан со штоком под воздействием цилиндрической пружины сжатия возвращается в исходное положение. Затем агрегатом А¬50У плунжер с насосной штангой перемещается вниз и входит в цилиндр имплозионной камеры до ограничительной втулки, вытесняя находящуюся в нем скважинную жидкость через приоткрывающийся запорный клапан и окна рабочего цилиндра в затрубную зону. Запорный клапан под воздействием цилинд¬рической пружины сжатия вновь занимает исходное положение, после чего имплозионный гидрогенератор давления готов к новому циклу работы.
Математическое моделирование показывает, что в зависимости от свойств коллектора ПЗП, глубины залегания и мощности пласта длина раскрывшихся и вновь образованных трещин достигает величины от 0,2 м до 0,6 м за один цикл, а раскрытие трещины до 1,5 мм. При многократных имплозионных воздействиях происходит очистка призобойной зоны скважины, развитие и закрепление трещин. В качестве рабочей жидкости для повышения эффективности обработки ПЗП можно использовать различные реагенты: СПНХ – 9021, СПНХ – 9022, ПАВ, углеводородные растворители.
Применение имплозионных гидрогенераторов давления многократного действия типа ИГГД позволяет производить последовательное воздействие на призабойную зону скважины по всему интервалу и перимет­ру перфорационной зоны, точечно воздействовать на участки призабойной зоны с низкой проницаемостью, тем самым выравнивать профили притока по всей толщине нефтяного пласта и всем имеющимся пропластам. ИГГД могут применяться для увеличения нефтеотдачи нефтедобывающих и повышения приемистости нагнетательных скважин (вертикальных, полого¬наклонных, горизонтальных, вторых и третьих стволов) с пластовым давлением до 30 МПа и диаметром эксплуатационной колонны от 102 мм и более.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. ¬ М.: Недра, 2006.

2. Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. ¬ М.: Недра, 1990.

3. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. ¬ М.: Наука, 2000.

4. Recent Advances in Hydraulic Fractur¬ing/Y.L. Gidley, S. Holdich, D. Nierode, R. Veatch. – Richardson. TX. SPE. – 1989. – V.12.

5. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. ¬ М.: ВНИИОЭНГ, 1998.

6. Попов А.А. Теория и практика эффекта имплозии применительно к процессам нефтедобычи. ¬ Ухта, 2004.

www.ids55.ru

что это такое, как его рассчитать и можно ли увеличить

Источник имеет ряд важных технических характеристик. Одна из них – дебит скважины. Определить его необходимо задолго до того, как начинаются работы по изготовлению источника.

Что это такое?

Это величина производительности источника. Она указывает на реальный объем жидкости, который фактически готова выдать шахта. Измеряется такими показателями:

  • м3/ч;
  • л/с;
  • м3/сут.

Глубинной помпой вода закачивается из обсадной трубы. В нее жидкость поступает из водоносного слоя. Понятное дело, что ее запас имеет предел. Поэтому дебет указывает на тот объем, который источник готов выдать за определенную единицу времени.

Необходимые характеристики

Чтобы знать, как правильно рассчитать дебит скважины, необходимо понять особенности уровня воды, он бывает:

  • динамическим;
  • статическим.

Статический и динамический уровни

Определить статический возможно в момент, когда из скважины процесс откачки не осуществляется. Необходимо оставить шахту в покое на несколько часов. Благодаря этому точка воды будет находиться на максимально высокой отметке. Измерения осуществляются до поверхности грунта и от зеркала воды в метрах.

Динамическая величина нестабильная. Отталкиваясь от условия использования источника, показатель будет постоянно изменяться. При откачке объем уменьшается. Если мощность помпы рассчитана так, что скорость откачки воды не превышает возобновление из водоносного слоя, то она восстановится. Динамическим водяным уровнем будет отметка глубины зеркала, на которой она удерживается при водозаборе с определенной скоростью.

Важно! Вычислить точный динамический показатель нереально, ведь он во многом будет зависеть от производительности и мощности используемого скважинного насоса.

Эта единица измерения нужна, чтобы четко понимать, на какую глубину допускается погружать помпу.

Процесс измерения осуществляется в два захода. Применяется интенсивный и средний водозабор. Так, первые измерения выполняете спустя один час, когда помпа непрерывно работает. За счет этого вы сможете узнать разницу, в период между интенсивным и средним водозабором. В оптимальном варианте хорошо, когда разница минимальная.

В основе вычисления также лежит формула, которая выглядит следующим образом: V * Hв / Hдин – Hстат, где

  • V – в момент измерения динамического показателя при интенсивном водозаборе.
  • Hв – указывает на высоту горизонтального водяного столба, который находится внутри обсадной колонны.
  • Hдин – динамический.
  • Hстат – статический.

Однако здесь может быть погрешность. Чтобы свести ее к минимуму, необходимо определить удельный объем, и у вас появится реальная возможность сделать расчет максимально точным.

Удельный дебит

Это то количество воды, которое шахта способна выдать при условии понижения уровня жидкости на 1 метр. Перед тем как его определить, необходимо дать время, чтобы источник заполнился и поднялся до статической отметки.

Далее необходимо интенсивно выполнить забор воды. При этом ускорение должно повышаться в отличие от предыдущего водозабора. Затем повторно проверяете динамический показатель. На практике все может выглядеть следующим образом.

Измерить и рассчитать удельный запас можно при помощи следующей формулы: Du = V2 – V1 / h3 – h2. Расшифровка выглядит следующим образом:

  • h2 – показатель при менее интенсивной откачке. Указывает на уменьшение столба.
  • h3 – показатель при сильной интенсивности водозабора. Указывает на уменьшение столба.
  • V1 – определяет интенсивность при первом заборе. Указывает на меньшую величину.
  • V2 – определяет интенсивность при втором водозаборе. Указывает на большую величину.

Реальный

Исходя из значения удельного запаса, можно выяснить реальный. Определение фактического дебита скважины осуществляется по такой формуле: D = (Hf – Hst) * Du. Она имеет следующее обозначение:

  • Du – удельный объем.
  • Hst – статический показатель.
  • Hf – верхний уровень фильтровой точки.

Получившееся значение может оказаться в два раза меньше. И при определении объема именно на него и следует ориентироваться. Так вы узнаете, хватит ли вам этой производительности для всех домашних и хозяйственных нужд или нет.

Как определить?

Посчитать его можно двумя простыми способами:

  1. В источник погружаете помпу высокой производительности. Включаете ее и полностью откачиваете воду. Ваша задача – определить реальное ее количество. В качестве мерила лучше использовать большую емкость. Также можно посмотреть технические характеристики насоса по паспорту. Вас будет интересовать, какой объем воды насос способен прокачать за определенную единицу времени. Так, вам необходимо засечь время начала откачки и ее окончания. Этот уровень будет называться статическим. Вам необходимо разделить количество всей перекачанной жидкости на потраченное время. Вот вы и получите объем источника.
  2. Такой метод подразумевает погружение насоса на самое дно. При этом помпа должна иметь такую производительность, которая будет отвечать потребностям в частном доме. В процессе откачки вам следует контролировать степень падения жидкости. Необходимо дождаться момента, когда он стабилизируется, то есть успевать восстанавливаться и удерживаться на одном уровне. Этот показатель называется динамическим.

Определить удельный объем можно так: делите разницу между динамическим и статическим уровнем. То есть это показатель отдачи при понижении уровня воды на один метр. Чтобы узнать реальный объем, для этого высоту водяного столба умножаете на статический уровень и на удельный. Вы сможете определить потенциальную возможность источника, а именно подобрать насос, который будет откачивать воду с такой же скоростью, с какой она поступает.

Расчет дебита артезианки

Реальный пример. За основу возьмем следующую формулу: D = H * V / (Hд – Hст), где

  • Нд и Нст – указывается динамический и статический показатель.
  • Н – высота столба артезианской скважины.
  • V – показатель производительности насоса.

Итак, в нашем случае водозабор имеет глубину 50 метров, а насос производительность 2 м3/час. После измерений статический уровень 30 метров, а динамический 37 метров. Водяной столб определяем так: 50 (глубина водозабора) – 30 (стат. ур.) = 20 метров. Выполнив все вычисления по формуле, мы получаем, что в час он составляет 5,6 м3.

Как посчитать по формуле Дюпюи?

Стоит заметить, ее можно использовать только в условиях напорной воды. Также существует еще одно важное условие – процесс откачивания должен осуществляться исключительно с одним понижением. Формула Дюпюи для расчета запаса воды выглядит так: Q = S / S1 * Q1, где

  • Q1 – указывает на количество после окончания откачки.
  • S1 – указывает на удельное понижение уровня жидкости в процессе водозабора.
  • S – глубина зеркала.

Почему снижается?

Существует несколько причин, почему максимальный уровень объема снижается, три часто встречаемые:

  1. Источник заилился. Основная причина этому в том, что абиссинский колодец, на известняк или другой вид, бурили непрофессионалы. Важно соблюдать особую технологию, чтобы исключить фактор заиливания.
  2. Водоносный пласт исчерпал свои ресурсы. Причиной этому может быть то, что недалеко от вас кто-то пробурил скважину глубже. Допустим, у вас она имеет глубину до 25 метров с дебитом, которого вполне хватит для небольшого домика. А поблизости построили коттеджный поселок, который данный объем не удовлетворяет. Они решили бурить глубже. Как следствие, питание прекратилось, так как вода ушла глубже. А иногда ресурс источника исчерпывается по причине особенности геологии вашего региона или сильной засухи и прочее.
  3. Фильтр скважины на песок забился глиной. Это сильно сказывается на среднесуточной норме, которую будет выдавать источник.

Как восстановить дебит своими руками?

Существует два способа:

  1. Компрессионно-дисперсионный. Для этого необходимо опустить вибрационный агрегат. Под воздействием силовых волн все скопления грязи или других отложений начинают разрушаться. Это обеспечивает стабилизацию уровня жидкости.
  2. Химические реагенты. Суть их действия в том, что они проникают в щели, трещины и тому подобное. В результате этих действий все засорения разрушаются. Как следствие, щебенка или другой донный фильтр очищается. В некоторых случаях это содействует повышению среднего уровня воды.

Важно! Перед тем как приступить к работе, рекомендуется выполнить ряд действий, направленных на обследование количества и качества водоносного слоя. Также необходимо определить глубину насоса и зеркала воды.

Как увеличить дебит?

Если ранее объем был нормальный, но постепенно стал уменьшаться и теперь необходимо его повысить. Существует несколько технологий. Для начала стоит провести более простые действия, например по прочистке обсадной колоны. Возможно, стоит расширить ее от различных отложений.

Важно! В процессе прочистки шахты насос необходимо поднять на поверхность.

Плюс ко всему влиять на уменьшение запаса жидкости может забившийся фильтр, поэтому его также стоит почистить. А в некоторых случаях виновником всего является насос. Выяснить это можно, если динамический уровень упал и нет желаемой производительности.

Кроме всего прочего, дебит может увеличиться, если использовать следующие технологии:

  • Свабирование.
  • Пневмоимпульсирование.
  • Электрогидравлические удары.
  • Вибрация.
  • Импульсирование.
  • Промывка фильтра.

Полезное видео

Ознакомьтесь с подробным рассказом специалиста.

Герметичный оголовок:

wodakachka.com

что это такое, схема оборудования и арматуры

Верхний видимый участок обсадной трубы, на который производится монтаж насосного и прочего оборудования, называется устье скважины.

Именно в месте, где ствол появляется на поверхность, производятся все работы. Погружать насос, шланг забора воды, кабель питания глубинного насоса – все придется устанавливать через устье.

Что это такое

Устье скважины – это место, где обсадная труба граничит с грунтом и часть ее видна на поверхности. Данный участок подлежит обязательной гидроизоляции. Вокруг ствола выкапывается небольшое углубление по всему радиусу. В канавку вставляют трубу побольше и внутреннюю часть заливают бетоном. Место примыкания обсадной, оголовка и бетона обрабатывают герметиком, устойчивым к агрессивной среде.

Устройство

Качественное обустройство устья преследует несколько целей:

  1. Простота монтажа насосного механизма и последующая его эксплуатация.
  2. Постоянный доступ к устройствам ствола шахты.
  3. Препятствие попадания в питьевую воду грязи и примесей.
  4. Надежная герметизация обсадной трубы.
  5. Препятствие промерзания ствола в холодное время года.

Устьевая арматура

Первое – оголовок. Устанавливается непосредственно на обсадную и закрепляется специальными болтами. По наружной части укладывается резиновое уплотнительное кольцо для предотвращения течи.

Второе – разгрузочная обвязка. Сложный элемент узла подачи воды из устья. На верхнем участке располагаются тройники, шаровые задвижки, обратные клапаны, фильтры грубой очистки. Все узлы и агрегаты работают во взаимодействии друг с другом. Порядок расположения агрегатов зависит от количества заборных устройств и объема потребления воды. В каждом проекте рассчитываются индивидуально.

Третье – кессон. Чтобы защитить источник от попадания в него глины, грунта, верховодки, а также для предупреждения промерзания оборудование закрывают кессоном. Это короб из пластика, кирпича, бетона или любого другого прочного материала, который полностью закрывает обсадную вместе со всеми агрегатами. Кессон может быть куплен в готовом виде или собран самостоятельно.

Четвертое – насос. Самый главный элемент добычи жидкости из недр. Чем меньше расстояние от поверхности воды до насосной станции, тем легче крыльчатке втянуть и направить воду. Именно поэтому лучше ставить прибор возле оголовка.

Пятое – оборудование для автоматического отслеживания неполадок, аварийные сигнализаторы, датчики исправной работы системы водоснабжения. Автоматика монтируется рядом с насосом, что позволяет работать всем узлам практически автономно.

Важно: устьевой инвентарь требует к себе особого внимания в связи с нахождением в постоянной агрессивной среде.

Схема

Обсадная труба, выходящая из земли на поверхность на метр. Оголовок, на него вешается все оборудование. Погружник, кабель, шланг, водораспределительный узел. Насосная станция для глубоких артезианских шахт. Электронные датчики автономной работы источника. Выход полностью закрывается защитным коробом или кессоном.

Устьевое оборудование

Обсадная труба бывает из металла, пластика или полиэтилена. В зависимости от материала изготовления оголовок устанавливается по разным технологиям. К стальной обсадной приваривается фланец. На него крепится ответный, на котором и будет располагаться все оборудование. Крышка должна быть глухой. В верхней части монтируется резьба и распределительный узел, если используется станция, а не погружной насос. Сквозь крышку продевается труба или шланг подачи воды.

Оголовок для полиэтиленовой или пластиковой трубы практически не отличается от стального. Те же фланцы и болты, но прокладка между соединениями ставится резиновая, а не паронитовая. В заводском исполнении на крышке оголовка есть отверстия с цанговым зажимом под шланг или трубу, которая погружается в ствол шахты. Ввод кабеля осуществляется через патрубок с резиновым уплотнением. Для удобства монтажа и ремонта на фланце закреплены крючки с двух сторон.

Принципы правильного обустройства

  • Вокруг устья обязательно должно проводиться уплотнение грунта или заливка слоя бетона.
  • Герметизация верхней части ствола производится с учетом геодезических особенностей местности.
  • Кессон обязательно нужно утеплить.
  • Установка оголовка и запечатывание производятся сразу после бурения шахты и ее прокачки.
  • Насосное оборудование монтируется как можно ближе к устью.
  • Обвязка источника ведется с учетом ее дебита.

Важно: закапывать короб следует глиной, а вокруг сделать отмостку.

Обвязка устья скважины – это монтаж оборудования для подачи воды на поверхность через входное отверстие ствола шахты. Насос, погруженный в обсадную или установленное на поверхности, присоединяется к шлангу, проходящему через крышку оголовка.

Для устройства кессона потребуется подготовка прочной и надежной основы. Вокруг шахты обкапывают грунт и насыпают ПГС. На хорошо утрамбованную основу заливают бетон слоем до 10 сантиметров. Такой фундамент выдержит и пластиковый кессон, и кирпичный короб. Снаружи стены обязательно обрабатывают гидроизоляционными материалами. Внутри утепляют.

wodakachka.com

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ РИР В СКВАЖИНАХ КЕЧИМОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Основные проблемы негерметичности эксплуатационной колонны добывающих и нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях Самотлорского, Южно-Охтеурского, Кечимовского и других месторождений, постепенно получает все большую роль, поскольку нарушения герметичности ведут к увеличению обводненности продукции, вследствии которого эксплуатация скважин оказывается невыгодной  [1, 2]. По результатам на 01.01.2015г. фонд добывающих скважин составил 383 скважины, которые были оборудованы с ЭЦН - 353 скважины (92 %), установками ШГН – 30 (8 %). В разработке наблюдаются объекты: АВ1-2, БВ6, ЮВ0, ЮВ1 и ЮВ2.  Главным способом эксплуатации скважин значится  – УЭЦН, ими добыто 98.6 % нефти (жидкости – 99%), добыча нефти УШГН – 1.4% (1%).

За период (1999-2014) на Кечимовском месторождении приведено в исполнение 28 скв.-опер. по методу ОВП (ограничение водопритока закачкой водоизолирующих материалов в пласт) и РИР (борьба с источниками обводнения с размещением изоляционных материалов в колонне и заколонном пространстве). Процент успешности выполнения операции составил 57% – 16 успешных ремонтов из 28, дополнительная добыча нефти за оценочный период (год проведения ГТМ) – 59.0 тыс.т. За данный временной отрезок по ГТМ, выполненным за период 2011-2014 гг. среднее время эффективной продолжительности технологии по ограничению попутнодобываемой воды – 218 сут., по приросту (не снижению) дебита нефти - 101 сут. Средний прирост дебита нефти на добывающих скважинах составил – 4.6 т/сут. На рисунках 1 и 2 показаны водоизоляционные работы и ремонтноизоляционные работы

 

Рисунок 1. Распределение РИР на месторождении по годам

 

Рисунок 2. Распределение РИР по объектам на месторождении

 

На графике наблюдаем, что большее количество РИР выполнено в 2014 году (6 скв.-опер.), что в свою очередь связано с применением на месторождении технологии СНПХ-ПУС (4 скв.-опер.), в остальные периоды объем не превысил по 3-4 скв.-опер. в год. Наибольший объем дополнительной добычи нефти получен в 2001 году – 30.3 тыс.т., наименьший – в 2005 и 2014 годах – 0.5 и 0.7 тыс.т. По РИР, выполненным в 2003 и 2009 годах, намеченный технологический эффект не достигнут. Показатели эффективности РИР по видам КР представлены на рисунке 3.

 

Рисунок 3. Показатели эффективности РИР по видам КР

 

Отметим, что с 2011 г. на Кечимовском месторождении заметно увеличился объем применения нестандартных технологий РИР и ОВП без применения цементов а с применением других технологий и составов (таблица 1).

Таблица 1.

Технологии РИР (ВИР) на Кечимовском месторождении

       Год

Мероприятия

Кол-во скв.

     2011

РИР ЛНЭК (Пластик КС)

2

РИР ЛЗКЦ

1

     2012

ОВП (Alcoflood 254S)

1

РИР ЛНЭК (2-х пакерная компановка "Навигатор")

1

РИР ЛНЭК цементом

1

     2013

РИР Изоляция цементом нижнего и.п.

1

     2014

ОВП ЭСС Алдинол-10

2

ОВП СНПХ-ПУС

4

 

 

Использование нештатных технологий РИР (ВИР) за период 2011-2014 гг., обозначено снижением эффективности стандартных РИР с использованием цементов. Низкий показатель результатов работ связана  с тем, что показатели технологии являются весьма трудными и требуют высшей квалификации для отбора корректной стратегии взаимодействия на всех этапах (подстраивания составов в лабораторных условиях, отбор скважин-кандидатов, ведения технологической операции освоения и закачки). Для устранения уже определенных негерметичностей эксплуатационных колонн Кечимовского месторождения рекомендуется применение технологии тампонажной смеси (ТС) на основе карбамидоформальдегидной смолы из класса синтетических смол. Состав может быть применим в скважинах в качестве изоляционного материала с высоким показателем фильтруемости в пористой среде, это достигается за счет низкой вязкости, большим механическим показателем прочности и адгезией.

Смола карбонатная из синтетических смол является одной из самых дешевых и доступных [3, 4]. Предпринимается авторами использовать созданную технологию и быстросхватывающую тампонажную смесь (БСТС) на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС), для пластов с температурой от 20 до 120 °С, с регулированием сроком отверждения от 10 минут до 8 часов [4]. Отвердителем КФС является комплексный термостойкий кислотный состав. Для настройки плотности, вязкости и кольматирующей способности БСТС предлагается использовать различные типы наполнителей (барит, асбест, древесная мука, опилки, фосфогипс и др.). Технология по устранению негерметичностей и основные рецептуры БСТС защищены патентами (Патент РФ № 136485, № 2439119). Перед осуществлением промысловых испытаний разработанная тампонажная смесь БСТС прошла лабораторные исследования с установлением основных реологических свойств. Получены образцы БСТС в лабораторных условиях, рисунок  4.

 

      

Рисунок 4. Образец БСТС в лабораторных условиях

 

На основе практики, технология и тампонажный состав БСТС удачно внедрены на скважинах № 36, 39, 37 Южно - Охтеурского месторождения. После изоляционных мероприятий по скважинам было получено средний прирост 5 т/сут по нефти.

Выводы:

  1. Анализом определенно, что за рассматриваемый период (1999-2014) на Кечимовском месторождении выполнено 28 скв.-опер. по технологиям ОВП и РИР  и успешность не превышает 57%, остается проблемной.
  2. Для устранения проблемы по водогазоизоляции в нефтяных скважинах предлагаются технология и составы на базе быстросхватывающейся тампонажной смеси на основе карбамидоформальдегидной смолы, для пластов с температурой от 20 до 120 °С. вместо традиционного портландцемента. Предложенная технология, составы на основе практики проверенны  на скважинах № 36, 39 Южно-Охтеурского месторождения и рекомендованы для промышленного использования.

 

Список литературы:

  1. Апасов Т.К., Мухаметшин В.Г., Апасов Г.Т., Саранча А.В. Исследования причин нарушения герметичности эксплуатационных колонн c применением модуля irp rms (roxar) по Самотлорскому месторождению//Современные проблемы науки и образования. 2015. № 2-2. С. 64.
  2. Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Саранча А.В. Технология и составы для проведения в скважинах водоизоляционных работ на основе карбамидоформальдегидной смолы // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. 2014. № 6. С. 277-291.
  3. Завьялов В.В., Канзафаров Ф.Я., Мухаметшин В.Г., Компанченко В.Р., Козлов А.В. Исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин  Самотлорского  месторождения //  Нефтепромысловое дело №1 2013г.
  4. Абдурахимов Н.А., Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Патент 2439119 Российская Федерация, МПК С09К 8/44. Быстросхватывающая тампонажная смесь (БСТС) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах / опубл. 10.01.2012 г. Бюл. № 1.

sibac.info

На Русском месторождении Роснефти построена скважина с уникальной траекторией и высокими показателями ERD и DDI

Тюменнефтегаз, дочка Роснефти, успешно завершил строительство сверхсложной скважины на Русском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). Голосовать!

Тюменнефтагаз, дочка Роснефти, успешно завершил строительство сверхсложной скважины на Русском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО).

Об этом Роснефть сообщила 28 августа 2017 г.

 

При вертикальной глубине 867 м построенная скважина имеет горизонтальный отход в 2048 м.

ERD-2,36.

Такое соотношение параметров, по международной классификации скважин с большим отходом от вертикали (Extended Reach Drilling, ERD), позволяет отнести построенную скважину к сверхсложным и уникальным.

Индекс сложности бурения (Drilling Difficulty Index, DDI) составил 6.7, что является 1 из самых высоких показателей для аналогичных проектов на Ямале.

Данная технология позволит в дальнейшем осуществлять бурение на труднодоступных и заболоченных участках тундры.

При этом, несмотря на сложность конструкции, строительство скважины заняло всего 26 суток.

 

Для сравнения, Мессояханефтегаз в октябре 2016 г построил скважину с уникальной траекторией на Восточно-Мессояхском месторождении.

ERD скважины на Мессояхе составил 2,4, а DDI - 6,64.

Срок строительства - 25 суток.

 

 

Еще раньше, в 2015 г Петромиранда - СП Роснефти, PDVSA и Газпром нефти, построила скважину на проекте Хунин-6 в Венесуэле с  ERD 4,44, а DDI - 6,63.

 

Преимущества ERD:

- обеспечивает доступ к удаленным коллекторам;

- снижает капиталоемкость проекта;

- увеличивает охват нефтеносных участков недр;

- сокращает площадь участков для бурения, что важно для хрупкой экосистемы Арктики.

 

Технологии, применяемые при бурении новых скважин, позволяют сократить цикл строительства скважин и увеличить скорость коммерческого бурения.

В 2017 г скорость бурения у Тюменнефтегаза увеличилась на 24% по сравнению с 2016 г.

За 1е полугодие 2017 г объем проходки составил почти 83 тыс м, что в 2,5 раза больше, чем за 1е полугодие 2016 г.

 

 

Русское НГКМ расположено на полуострове Ямал в Тазовском районе ЯНАО, за Полярным кругом.

Месторождение было открыто в 1968 г, но полномасштабное разбуривание началось лишь в 2015 г.

На 1 июля 2017 г выполнено более 150 тыс м проходки в эксплуатационном бурении.

Извлекаемые запасы нефти и газового конденсата по категориям АВ1В2 по состоянию на 1 июля 2017 г оцениваются в 425 млн т.

Нефть Русского месторождения низкопарафинистая и малосернистая (0,32%, это лучше, чем у нефти сорта Brent).

Благодаря этому, нефть с Русского НГКМ способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании и, несмотря на высокую плотность и вязкость, не замерзает даже при температуре -26°C.

Ввод в эксплуатацию производственных объектов 1й очереди разработки Русского НГКМ запланирован на 2018 г.

neftegaz.ru

Что такое дебит скважины и как определить его.

Комплексная характеристика, позволяющая оценить возможность выработки поставлять воду в заданном режиме пользования, называется дебит скважины. Нахождение параметра необходимо для выбора эксплуатационного насоса. Снижение величины показателя говорит о проблемах с водозабором.

Скважина – бесплатный источник чистой воды.

Определения дебита

Расходную характеристику источника узнают, основываясь на габаритах выработки и расстоянии зеркала в ней от земной поверхности, которое меняется в зависимости от времени года, погоды, технического состояния скважины. Рассчитывают дебит, воспользовавшись формулой Дюпюи для нефтяных и газовых стволов или упрощенным методом, точности которого достаточно, чтобы определить производительность помпы. При вычислениях расхода находят дебеты удельный и реальный.

Динамика, статика и высота столба воды

Для выполнения расчетов по расходным показателям выработки потребуются исходные данные. К ним относятся: урез жидкости в стволе статический и динамический, высота водного столба. Чтобы узнать характеристики, нужно произвести замеры с помощью шнура, грузика, рулетки.

Последовательность операций:

  1. Статический уровень (Нст) узнают спустя 2 часа после завершения работы откачивающего насоса. Эта характеристика, как и динамический урез, показывает расстояние от поверхности земли до зеркала воды в стволе. Шнур с привязанной гайкой опускают до дна, отмечают на нем устье выработки и вытаскивают. Измерение сухого отрезка укажет на величину Нст.
  2. Динамический урез (Ндн) определяется при включенном насосе, от производительности которого и зависит. Помпу опускают в скважину по мере падения в стволе уровня воды до тех пор, пока урез не стабилизируется. После откачки выполняют измерение зеркала с помощью шнура. Для большей точности замеры повторяют с насосом другой мощности.
  3. Высота столба (Нв) определяется арифметически: из длины скважины вычитают величину статического уреза.

Расположение уровней в скважине и их высота.

По разнице уровней судят о дебите выработки: чем меньше разрыв, тем больше водоотдача скважины. Высокопроизводительный водозабор характеризуется дистанцией 1 м, у артезианских источников статический и динамический уровни совпадают.

Определение производительности насоса

При расчете дебита понадобится еще один показатель, участвующий в расчетной формуле,- производительность (Р) откачивающего насоса для скважины. Узнают величину из паспорта помпы или маркировки, нанесенной на шильдике – закрепленной на корпусе прибора металлической бирке.

Если информацию обнаружить не удалось, пользуются расходомером, счетчиком или определяют расход при помощи мерного сосуда и секундомера.

Расчет производительности скважины.

Порядок проведения измерений:

  • взять канистру установленной емкости, например, 20 л;
  • запустить насос на воде, находящейся в скважине;
  • направить струю из шланга в емкость и отметить время секундомером;
  • определить период наполнения канистры по отметке хронометра.

Если помпа закачала контейнер за 50 секунд, то ее производительность составляет 20/50=0,4 л/с. Тогда часовой расход в кубометрах получится 0,4*3600/1000=1,44 м³/ч.

Упрощенный расчет

Для определения дебита подземной выработки пользуются формулой Д=Р/(Ндн-Нст)*Нв. Значения показателей расшифрованы выше.

В качестве примера рассматривается ситуация, характеризующаяся обстоятельствами:

  • глубина скважины – 30 м, столб воды в ней Нв=10 м;
  • статический уровень Нст=20;
  • динамический урез Ндн=23 м;
  • производительность откачивающего насоса может посчитаться согласно предыдущему примеру: Р=1,44 м³/ч.

В формулу подставляются значения показателей. Д=1,44/(23-20)*10=4,8 м³/ч. Точность представленного расчета обеспечивает возможность выбора подходящего для скважины насоса.

Удельный дебит

Когда на скважину ставят насос мощнее, динамический уровень падает, а с увеличением его абсолютного значения фактический дебит снижается. Более объективную оценку водозабору дает удельный расход, который характеризуется объемом откачанной воды при понижении уровня на 1 м ствола. Для вычисления показателя проводят повторное определение динамического уровня при иной производительности насоса.

Формула удельного дебита имеет вид Дуд=(Р2-Р1)/(h3-h2), где:

  • Р1, Р2 – интенсивность первой и второй откачек, м³/ч;
  • (h3-h2) – разница снижений уреза воды после каждой из процедур.

В продолжение предыдущего примера: насос 2 имеет ресурс 2,5 м³/ч. Динамический уровень с 23 возрос до 26 м. В таких условиях удельный дебит Дуд=(2,5-1,44)/(26-23)=0,38 м³/ч – на эту величину увеличится отдача скважины, если Ндн возрастет на 1 м.

При среднем дебите водозаборных выработок на дачных участках 2,0 м³/ч, увеличение расхода на 0,38 вызовет понижение зеркала на 1 м. Исходя из этого, скважинный насос опускают ниже динамического уровня не меньше чем на 100 см.

Реальный дебит

Расчет на основе удельного расходного показателя дает результат, приближенный к реальному дебиту. При вычислениях учитывается расстояние от устья скважины до начала зоны фильтрации (Нф). С учетом заданных параметров вымышленной выработки принимается, что Нф=28 м. Объективная водоотдача рассчитывается из выражения Др=Дуд*(Нф-Нст). Для рассматриваемых условий Др=0,38*(28-20)=3,04 м³/ч.

Упрощенный расчет показал результат Д=4,8. Реальный дебит оказался ниже вычисленного первым способом расхода на 37%. При выборе насоса для скважины его производительность принимают меньшей на 20%: <2,4 м³/ч или до 58 м³/сутки.

Снижение дебита

В процессе эксплуатации выработки расходные характеристики источника постепенно снижаются. Причины ослабевания подпора подземных вод бывают естественного и технического характера.

Их несколько:

  1. Засорение фильтра. Периодическая очистка от известковых наслоений и песка, замена элементов конструкции обеспечивают восстановление дебита в прежнем объеме.
  2. Износ деталей скважинного насоса. Профилактические ремонты продлевают срок его службы.
  3. Сезонность. Подземные воды реагируют на морозную зиму и засушливое лето. Изменения водоотдачи незначительные и непродолжительные.
  4. Выработка запасов водоносного горизонта.

Снижение дебита.

В последнем случае продлить существование источника помогает оборудование устья скважины герметичным оголовком. Таким образом убирается противодавление атмосферы, которое равно 10 м водного столба. В результате статический и динамический уровни повысятся, дебит выработки увеличится.

vodasovet.ru

Что такое дебит скважины и как его определить

Одна из главных задач после того, как бурение скважины закончено – рассчитать её дебит. Некоторые люди не совсем представляют, что такое дебит скважины. В нашей статье мы посмотрим, что это такое и как рассчитывается. Это нужно для того, чтобы понять, сможет ли она обеспечить потребность в воде. Расчет дебита скважины определяется до того, как организация, осуществляющая бурение, выдаст Вам паспорт объекта, поскольку данные посчитанного ими и реального может не всегда совпадать.

Как определить

Всем известно, что главное предназначение скважины – обеспечить владельцев водой высокого качества в достаточном объеме. Это нужно сделать еще до того, как закончились работы по бурению. Затем эти данные нужно сравнить с теми, которые получили при геологической разведке. Геологическая разведка дает информацию о том, есть ли в данном месте водоносная жила и какой она мощности.

Но далеко не все зависит от количества воды, залегающей на участке, ведь многое определяет правильность обустройства непосредственно скважины, как её спроектировали, на какой глубине, насколько качественное оборудование.

Основные данные для определения дебета

Чтобы определить производительность скважины и её соответствие в потребностях воды, поможет правильное определение дебита скважины. Другими словами, хватит ли Вам воды из данной скважины на бытовые нужды.

Рассчитать, какое количество воды требуется, совсем не сложно. Для этого нужно осуществить правильно все замеры. А затем подставить данные в формулы, которые мы приведем ниже в нашей статье.

Динамический и статический уровень

Перед тем, как узнать, какой дебит скважины на воду, нужно получить еще некоторые данные. В данном случае речь идет о динамическом и статическом показателях. Что они собой представляют и каким образом рассчитываются, мы сейчас расскажем.

Немаловажно, что дебит является непостоянной величиной. Он полностью зависит от сезонных изменений, а также некоторых других обстоятельств. Поэтому установить точно его показатели невозможно. Это означает, что нужно использовать приблизительные показатели. Данная работа требуется, чтобы установить хватит ли определённого водного запаса для нормальных бытовых условий.

Статический уровень показывает, какое количество воды есть в скважине без забора. Такой показатель считается путем измерения от поверхности земли до водного зеркала. Его нужно определить тогда, когда вода перестанет подниматься от очередного забора.

Показатели дебита месторождений

Для того, чтобы информация была объективной, нужно подождать до того момента, пока воды наберется до прежнего уровня. Только потом можно продолжать свои исследования. Чтобы информация была объективной, нужно все делать последовательно.

Для того чтобы определить дебит, нам потребуется установить динамический и статический показатели. При том, что для точности потребуется рассчитать несколько раз динамический показатель. Во время расчета нужно осуществлять откачку с разной интенсивностью. В данном случае ошибка будет минимальной.

Как рассчитывают дебит

Чтобы не ломать голову, как увеличить дебит скважины уже после того, как она введена в эксплуатацию, требуется провести расчеты максимально точно. В противном случае Вам в будущем может не хватать воды. А если со временем скважина начнет заиливаться и водоотдача еще снизится, то проблема только усугубиться.

Если Ваша скважина имеет глубину примерно 80 метров, при том, что зона, в которой начинается забор воды, расположена на отметке 75 метров от поверхности, статический показатель (Hst) будет находиться на глубине 40 метров. Такие данные нам помогут вычислить, какая высота столба воды (Hw): 80 – 40 = 40 м.

Есть способ очень простой, но его данные не всегда правдивые, способ для определения дебита (D). Чтобы его установить, необходимо на протяжении часа откачивать воду, а затем замерить динамический уровень (Hd). Сделать это вполне под силу и самостоятельно, используя следующую формулу: D = V*Hw/Hd – Hst. Интенсивность откачивания м3/час обозначены V.

В данном случае, например, Вы откачали за час 3 м3 воды, уровень снизился на 12 м, то динамический уровень составил 40 + 12 =52 м. Теперь можно перенести наши данные под формулу и получим дебит, который составляет 10 м3/час.

Практически всегда для расчета и внесения в паспорт используют именно этот метод. Но он не отличается высокой точностью, поскольку не берут во внимание зависимость между интенсивностью и динамическим показателем. Это означает, что не берут во внимание важный показатель – мощность насосного оборудования. Если будете использовать более или менее мощный насос, то данный показатель будет значительно отличаться.

С помощью веревки с отвесом можно определить уровень воды

Как мы уже говорили, чтобы получить более достоверные расчеты, необходимо несколько раз замерять динамический уровень, используя насосы разной мощности. Только так результат будет самым близким к истине.

Чтобы провести расчеты данным методом, нужно после первого замера подождать, пока уровень воды не установится на прежнем уровне. Затем час откачивайте воду насосом другой мощности, а затем замеряйте динамический показатель.

Например, он составил 64 м, а объем откачанной воды составил 5 м3. Данные, которые мы получили во время двух заборов, позволят получить информацию, используя следующую формулу: Du = V2 – V1/ h3 – h2. V – с какой интенсивностью делали откачку, h – насколько упал уровень по сравнению со статическими показателями. У нас они составили 24 и 12 м. Таким образом, мы получили дебит на уровне 0,17 м3/час.

Удельный дебит скважины покажет, как изменится реальный дебит, если динамический уровень увеличиться.

Чтобы рассчитать реальный дебет, используем следующую формулу: D = (Hf – Hst)*Du. Hf показывает верхнюю точку, где начинается забор воды (фильтровальная). Мы взяли для этого показателя 75 м. Подставляя значения в формулу, мы получим показатель, который равняется 5,95 м3/час. Таким образом, данный показатель практически в два раза меньше того, который записан в паспорте скважины. Он более достоверный, поэтому нужно ориентироваться на него, когда будете определять, хватит ли Вам воды или требуется увеличение.

При наличии данной информации, можно установить средний дебит скважины. Он покажет, какая суточная производительность скважины.

В некоторых случаях обустройство скважины делают до того, как построят дом, поэтому не всегда есть возможность рассчитать, достаточно будет воды или нет.

Чтобы не решать вопрос, как увеличить дебет, нужно требовать, чтобы правильные расчеты делали сразу. Точную информацию нужно вписать и в паспорт. Это нужно для того, если в будущем появятся проблемы, можно было восстановить прежний уровень водозабора.

Понравилась статья?

ДаНет

kolodeconline.ru

Что такое дебит скважины - от чего зависит, что делать при малом

Нередко люди путают два похожих слова. Имеется в виду бухгалтерский термин дебет (с ударением на начальном слоге) и технический термин дебит (с ударением на втором слоге). И если со значением первого всё более или менее ясно, то некоторых ставит в затруднение, что такое дебит скважины.

Что такое дебит скважины

Дебит — водяной объём, который скважина способна обеспечить в течение часа. Любая скважина обладает как строго определённым диаметром, так и собственным дебитом. Причём последний фактор не всегда напрямую зависит от первого. Например, скважина может иметь диаметр 16 дюймов и выдавать лишь 4 м3 воды, а в 4-дюймовую порой прибывает и по 300 м3 за час.

Точно определить абсолютный дебит скважины достаточно сложно — для этого необходимо время, специальные навыки и знания, а также специализированное оборудование.

Для определения дебита скважины используют либо насос большой производительности, регулируя водозабор краном на поверхности, либо же производят водозабор двумя различными способами — насосом и эрлифтом

От чего зависит

Выделяют две причины малой подачи воды::

  • Бур не угодил в водоносный горизонт. В подобных случаях проблема может быть устранена путём углубления скважины.
  • Водоносный пласт лишён необходимого потенциала (не в состоянии генерировать надлежащего объёма воды). Тогда придётся бурить водозабор в ином месте.

Во избежание подобных недоразумений эксперты рекомендуют обращаться за помощью лишь к опытным специалистам, которые в состоянии гарантировать успешный исход дела.

Чем точнее информация внесена в паспорт скважины, тем больше шансов, что при каких-либо проблемах в будущем скважину удастся восстановить

Дебит скважины вычисляют буровики — исполнители работ. После их окончания подрядчик обычно вручает соответствующий паспорт, где указываются основные технические параметры скважины. Однако дебит — изменяющийся показатель, способный колебаться с учётом сезонной ситуации, особенно в засушливых районах и местности с горно-геологическими нарушениями в породах. Доходит до того, что подчас грунтовые воды полностью исчезают (бывает, что на время, а иногда и насовсем).

Статический и динамический уровни воды в скважине измеряются в метрах от поверхности, т.е. когда фактический уровень воды падает (высота столба уменьшается), значение динамического уровня в метрах увеличивается.

Что надо делать при малом объёме

При скудной производительности скважину можно попробовать раскачать, постоянно удаляя из неё содержимое в надежде, что она начнёт заполняться быстрее. Иногда помогает. Но случается, что нормальное количество подаваемой воды со временем уменьшается вследствие следующих причин:

  • заиливания обсадной трубы;
  • неисправности всасывающего фильтра.

В этих случаях не следует пытаться нарастить дебит: достаточно прочистить скважину либо привести в порядок насос.

При измерении дебита скважины всегда лучше присутствовать лично и настаивать на том, чтобы было произведено как минимум два замера динамического уровня воды

В случае когда дебит скважины известен, легко определить, какая мощность насоса требуется. Не стоит забывать, что насос с избыточной производительностью в скором времени выйдет из строя, поэтому величину дебита надо периодически отслеживать.

Видео: как увеличить дебит скважины

К сожалению, не всегда удаётся обезопасить себя от ухудшенного дебита. Скажем, при глубине скважины в 20 м имевшегося расхода воды вам вполне хватало на хозяйственные нужды. Но вот сосед по даче пробурил скважину в 40 м, и весь ваш потенциальный объем в один прекрасный день оказался у него. В таком случае придётся предпринимать ответные меры, иначе ваш дебит гарантированно будет зависеть от количества соседского потребления, а вы можете остаться вообще без воды.

septik.guru


Смотрите также